 RWE AktiengesellschaftEssenZwischenbericht über die ersten drei Quartale 2015BERICHT ÜBER DIE ERSTEN DREI QUARTALE 2015
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Vormals "nachhaltiges Nettoergebnis", siehe Erläuterung auf Seite 19 BRIEF DES VORSTANDSVORSITZENDENLiebe Aktionäre, liebe Kunden und Freunde des Unternehmens, die Kursentwicklung unserer Aktie war 2015 alles andere als erfreulich. In den ersten
zehn Monaten dieses Jahres haben die RWE-Stämme etwa die Hälfte ihres Wertes eingebüßt,
während der DAX sogar zulegte. Die Ursachen dafür sind vielfältig und keineswegs nur
bei den niedrigen Stromgroßhandelspreisen zu suchen. Unangenehm überrascht war der
Kapitalmarkt über die Fehlentwicklungen in unserem britischen Vertriebsgeschäft: Hohe
Kundenverluste und Probleme bei der Rechnungsstellung sind keine gute Visitenkarte
von RWE. Aber wir arbeiten mit Hochdruck daran, die Schwierigkeiten in den Griff zu
bekommen. Noch mehr gelitten hat die RWE-Aktie unter der politischen Unsicherheit, der wir insbesondere
in der Kernenergie ausgesetzt sind. So befasst sich die Bundesregierung aktuell mit
der Frage, wie die Finanzierung des Abbaus der Kernkraftwerke und der Entsorgung des
radioaktiven Abfalls langfristig gesichert werden soll. Eine eigens dafür einberufene
Kommission wird dazu Vorschläge erarbeiten. Im Raum steht u. a. die mögliche Gründung
einer Stiftung, die von den Energieversorgern zu finanzieren wäre. Viele Investoren
sehen das Risiko, dass die Politik den Unternehmen damit zusätzliche Lasten aufbürdet.
Die Lage spitze sich Mitte September zu, als das Gerücht aufkam, ein vom Bundeswirtschaftsministerium
in Auftrag gegebener "Stresstest" hätte aufgedeckt, dass die Kernenergierückstellungen
der deutschen Versorger zu niedrig seien. Das Gerücht bestätigte sich nicht: Im Oktober
bescheinigte das Bundeswirtschaftsministerium den Unternehmen, dass sie den Stresstest
bestanden haben. Positiv werten wir auch, dass die Bundesregierung bei der Neuregelung
der Kernenergiefinanzierung die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit der Energieversorger
gewahrt sehen will. Ich hoffe, hier wird eine gute Lösung gefunden, durch die sich
das "Risiko" in der RWE-Aktie deutlich verringert. Auch für unsere Rheinische Braunkohlewirtschaft war das Jahr 2015 nichts für schwache
Nerven. Allerdings hat sich die Lage hier ebenfalls beruhigt. Pläne zur Einführung
einer Klimaabgabe auf Kraftwerke, die den Großteil unserer Braunkohleflotte auf einen
Schlag unwirtschaftlich gemacht hätten, sind glücklicherweise wieder vom Tisch. Die
in der Braunkohleverstromung angestrebte Emissionssenkung soll nun dadurch erreicht
werden, dass Anlagen mit 2,7 Gigawatt Erzeugungsleistung vorzeitig vom Markt genommen
werden. Die Anlagen - darunter fünf RWE-Blöcke der 300-Megawatt-Klasse - gehen allerdings
noch für vier Jahre in eine Sicherheitsbereitschaft, ehe sie stillgelegt werden. Dafür
erhalten sie eine Vergütung, über deren Höhe sich das Bundeswirtschaftsministerium
mit uns verständigt hat. Nun muss die Regelung noch den Gesetzgebungsprozess durchlaufen.
Ich bin zuversichtlich, dass sich damit die Planbarkeit unseres Geschäfts weiter verbessert. Abschließend einige Worte zum Geschäftsverlauf: Trotz der unerwarteten Belastungen
im britischen Energievertrieb und stark gesunkener Handelserträge sind wir auf Kurs,
unsere Prognose zum diesjährigen Konzernergebnis zu erfüllen. Dabei helfen uns u.
a. Kostensenkungen und ein Sondereffekt aus der erstmaligen Vollkonsolidierung des
slowakischen Versorgers VSE. Für das betriebliche Ergebnis veranschlagen wir unverändert
einen Korridor von 3,6 bis 3,9 Mrd. €. Auch beim bereinigten Nettoergebnis werden
wir die prognostizierte Bandbreite von 1,1 bis 1,3 Mrd. € voraussichtlich erreichen
- wenn auch wohl nur knapp. Mit freundlichen Grüßen Peter Terium Vorstandsvorsitzender der RWE AG Essen, im November 2015 RWE AM KAPITALMARKT Seine hohen Kursgewinne aus dem ersten Quartal 2015 hat der deutsche Aktienindex DAX
in den beiden Folgequartalen wieder abgegeben. Am 30. September ging er mit 9.660
Punkten aus dem Handel und lag damit 1 % unter dem Schlusskurs des Vorjahres. Der
positive Einfluss der expansiven Geldpolitik der Europäischen Zentralbank (EZB) wurde
im Frühjahr durch das erneute Aufflammen der Griechenlandkrise überlagert. Im Sommer
trübte das nachlassende Wachstum der chinesischen Wirtschaft die Stimmung an den Finanzmärkten.
Für RWE-Aktionäre war das Börsenjahr bislang sehr enttäuschend. Die Stammaktie schloss
Ende September mit 10,15 €, die Vorzugsaktie mit 8,00 €. Aus Kursveränderung und Dividende
ergab sich per saldo ein Wertverlust von 59 bzw. 55%, dessen Hintergründe auf Seite
1 dargestellt werden.  Die expansive Geldpolitik der EZB und das Stottern des Konjunkturmotors China prägten
auch die Entwicklung der Zinsen. Die Durchschnittsrendite zehnjähriger deutscher Staatsanleihen
bewegte sich in den ersten drei Quartalen in einer historisch niedrigen Bandbreite
von 0,1 bis 1,0%. Ende September lag sie bei 0,6%. Die Kosten für die Absicherung
von Kreditrisiken über Credit Default Swaps (CDS) sanken zunächst und zogen dann wieder
an. Der Index iTraxx Europe, der aus den CDS-Preisen von 125 großen europäischen Unternehmen
gebildet wird, notierte am 30. September 2015 mit 91 Basispunkten für fünfjährige
Laufzeiten. Das sind 28 mehr als Ende 2014. Die fünfjährigen CDS für RWE haben sich
massiv verteuert, und zwar um 92 auf 167 Basispunkte. Vor allem August und September
war ein starker Preisanstieg zu beobachten, der u. a. auf die Verunsicherung durch
den Stresstest zur Höhe der Kernenergierückstellungen zurückzuführen ist (siehe Seite
1 und 8). Als sich die Lage im Oktober beruhigte, haben sich die CDS für RWE wieder
deutlich verringert. LAGEBERICHTWIRTSCHAFTLICHE RAHMENBEDINGUNGENKonjunktureller Aufschwung setzt sich fortNach ersten Schätzungen war das globale Bruttoinlandsprodukt (BIP) in den ersten drei
Quartalen 2015 um mehr als 2% höher als im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Für die
Eurozone wird ein Plus von leicht über 1 % veranschlagt. Innerhalb des Währungsraums
belegte die deutsche Wirtschaft erneut einen der vorderen Plätze: Sie dürfte um ca.
1,5% gewachsen sein. Stimulierender Einfluss kam in erster Linie vom privaten Konsum.
Wahrscheinlich ist auch das niederländische BIP etwas stärker gestiegen als das der
Eurozone, das belgische dagegen etwa gleich stark. Großbritannien kommt nach aktuellen
Daten sogar auf ein Plus von ca. 2,5%, das zum großen Teil dem expandierenden Dienstleistungssektor
zuzurechnen ist. Wohl noch dynamischer entwickelte sich die Wirtschaft in unseren
wichtigsten zentralosteuropäischen Märkten. Allerdings lagen für die betroffenen Länder
bei Abschluss dieses Berichts nur Informationen über das erste Halbjahr vor: Demnach
hat sich das BIP in Tschechien um 4% erhöht, in Polen um 3,5%, in Ungarn um 3% und
in der Slowakei um ebenfalls 3%. Abkühlung in der ersten Jahreshälfte - warmer Sommer in KontinentaleuropaWährend sich die wirtschaftliche Entwicklung vor allem in der Energienachfrage von
Industrieunternehmen niederschlägt, wird der Energieverbrauch der Haushalte in starkem
Maße von den Witterungsverhältnissen beeinflusst: Je niedriger die Außentemperaturen,
desto mehr Energie wird zum Heizen benötigt. Infolge dessen kommt es zu saisonalen
Absatz- und Ergebnisschwankungen. Auch beim Vergleich verschiedener Geschäftsjahre
können Witterungseinflüsse von Bedeutung sein. In Deutschland, Benelux, Großbritannien
und unseren zentralosteuropäischen Märkten fielen die Temperaturen im Winter und Frühjahr
2015 insgesamt niedriger aus als im ungewöhnlich milden Vorjahreszeitraum. Der Sommer
war in Großbritannien ebenfalls kühler, in Kontinentaleuropa dagegen deutlich wärmer
als 2014. Neben dem Energieverbrauch unterliegt auch die Stromerzeugung Wettereinflüssen. Eine
große Rolle spielt das Windaufkommen. Im neunmonatigen Berichtszeitraum waren unsere
Windkraftanlagen in Deutschland, Großbritannien, Spanien und Polen insgesamt besser
ausgelastet als 2014, in den Niederlanden etwa gleich gut und in Italien schlechter.
Bei unseren Laufwasserkraftwerken wird die Stromproduktion von den Niederschlagsmengen
beeinflusst, die in Deutschland etwa auf Vorjahreshöhe lagen. Auch die Sonneneinstrahlung
hat starke Auswirkungen auf das Stromangebot, nicht zuletzt wegen des massiven Ausbaus
der Photovoltaikkapazitäten im Rahmen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). Nach
Zahlen des Deutschen Wetterdienstes gab es in Deutschland während der ersten neun
Monate landesdurchschnittlich 1.479 Sonnenstunden. Ein Jahr zuvor waren es 1.438 gewesen. Höherer Energieverbrauch in den RWE-KernmärktenDas Wirtschaftswachstum und die insgesamt kühlere Witterung regten den Strom- und
Gasverbrauch in unseren Kernmärkten an, während der Trend zur sparsameren Nutzung
von Energie dämpfenden Einfluss hatte. Vorläufige Berechnungen des Bundesverbands
der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) lassen darauf schließen, dass die deutsche
Stromnachfrage von Januar bis September 2015 um etwa 1 % höher war als ein Jahr zuvor.
Nach aktueller Datenlage wurde auch in den Niederlanden, Großbritannien, Polen, der
Slowakei und Ungarn mehr Strom nachgefragt als 2014. Die wesentlich wetterabhängigere
Gasnachfrage wurde dadurch angeregt, dass in den Heizmonaten kühlere Temperaturen
herrschten als 2014. Der BDEW schätzt, dass der deutsche Gasverbrauch um 10% gestiegen
ist. In den Niederlanden und Großbritannien haben die dortigen Netzbetreiber Zuwächse
von 2 bzw. 4% ermittelt. Für Tschechien wird ein Plus von 5% veranschlagt. Rückläufige Gaspreise im Terminhandel und im EndkundengeschäftAm wichtigsten kontinentaleuropäischen Gashandelsmarkt TTF (Title Transfer Facility)
lagen die Spotpreise in den ersten neun Monaten 2015 bei durchschnittlich 21 € je
Megawattstunde (MWh) und damit 1 € über dem Niveau von 2014. Im TTF-Terminhandel wurden
Lieferkontrakte für das kommende Kalenderjahr (Forward 2016) mit ebenfalls 21 € je
MWh abgerechnet. Das sind 4 € weniger, als im Vorjahreszeitraum für den Forward 2015
bezahlt werden musste. Der deutliche Preisrückgang im Gasterminhandel, der auch in
Großbritannien zu beobachten war, beeinflusste die Entwicklung im Endkundengeschäft.
Nach aktueller Datenlage hat sich Gas in Deutschland für Privathaushalte um durchschnittlich
1 % verbilligt und für Industrieunternehmen um durchschnittlich 6%. In Großbritannien
lagen die Gaspreise für die genannten Kundengruppen um ca. 4 bzw. 8% unter Vorjahr
und in den Niederlanden um ca. 4 bzw. 3 %. Erhebungen für Tschechien lassen darauf
schließen, dass sich Gas für die Industrie um 6% vergünstigt, für Privathaushalte
dagegen um 2% verteuert hat. Anhaltende Baisse am SteinkohlemarktDie Steinkohlepreise haben sich 2015 stark verringert. In den ersten drei Quartalen
kosteten Kohlelieferungen zu den sogenannten ARA-Häfen (Amsterdam/Rotterdam/Antwerpen)
am Spotmarkt inklusive Fracht und Versicherung durchschnittlich 59 US$ (52 €) je Tonne.
Gegenüber 2014 ist das ein Rückgang um 17 US$. Der Forward 2016 (Index API 2) handelte
mit 57 US$ je Tonne und damit 24 US$ unter dem vergleichbaren Vorjahreswert. Der weltweite
Kohlemarkt ist tendenziell überversorgt, weil zahlreiche Länder in der Vergangenheit
Förderkapazitäten aufgebaut haben und die Nachfrageentwicklung nicht Schritt halten
konnte. Stark gesunken sind auch die im Kohlepreis enthaltenen Kosten für den Überseetransport;
Hintergrund ist, dass auch in der Frachtschifffahrt Überkapazitäten geschaffen worden
sind und sich die Treibstoffpreise verringert haben. Für die Standardroute von Südafrika
nach Rotterdam wurde von Januar bis September 2015 nur noch 5 US$ je Tonne in Rechnung
gestellt, 4 US$ weniger als ein Jahr zuvor. Steigende Notierungen im CO2-EmissionshandelIm Handel mit CO2 -Emissionsrechten zeigten die Preise zuletzt eine Aufwärtstendenz. Ein Standardzertifikat (sog. EU Allowance - EUA) für 2015, das zum Ausstoß einer Tonne CO2 berechtigt, wurde in den ersten neun Monaten dieses Jahres im Durchschnitt mit 7,50 € gehandelt. Der Vergleichswert für 2014 hatte bei 5,80 € gelegen. Nach wie vor sind für die dritte Handelsperiode bis 2020 wesentlich mehr Emissionsrechte am Markt erhältlich, als tatsächlich benötigt werden. Allerdings hat die EU den Zertifikatüberschuss durch das vorübergehende Zurückbehalten von Emissionsrechten ("Backloading") bereits deutlich verringert. Das Backloading soll bis Ende 2016 fortgesetzt werden und Zertifikate für insgesamt 900 Mio. Tonnen CO2 betreffen. Preissteigernd wirkte auch, dass 2015 die Weichen zur Einführung einer "Marktstabilitätsreserve" gestellt wurden. In der Reserve, die ab 2019 zum Einsatz kommen soll, können Emissionsrechte "geparkt" werden, wenn hohe Zertifikatüberschüsse bestehen. Darüber hinaus wurde festgelegt, dass die Backloading-Zertifikate direkt in die Reserve überführt und nicht, wie bislang vorgesehen, in den Jahren 2019 und 2020 in den Markt gegeben werden.  Deutscher Grundlast-Forward 2016 bei nur noch 32 € je MWhIn Deutschland ist die Preisentwicklung im Stromgroßhandel in starkem Maße von den
steigenden Einspeisungen subventionierten EEG-Stroms geprägt. Dadurch werden konventionelle
Erzeugungsanlagen verdrängt, und zwar in erster Linie Gaskraftwerke, die vergleichsweise
hohe Brennstoffkosten aufweisen. Ihr Einfluss auf die Strompreisbildung hat sich dementsprechend
verringert, während der von Steinkohlekraftwerken, die wegen des Preisverfalls an
den Steinkohlemärkten relativ günstig produzieren, gestiegen ist. Diese beiden Faktoren
- Verdrängung von Gaskraftwerken und Verbilligung von Steinkohle - haben entscheidend
dazu beigetragen, dass die Notierungen am deutschen Stromgroßhandelsmarkt seit Jahren
rückläufig sind. Der Abwärtstrend hat sich 2015 fortgesetzt, wenn auch verlangsamt.
In den ersten drei Quartalen lag der Spotpreis für das Grundlastprodukt bei durchschnittlich
31 € je MWh und damit 1 € unter dem Vorjahreswert. Der Forward 2016 wurde mit 32 €
je MWh abgerechnet. Zum Vergleich: Im Vorjahreszeitraum war der Forward 2015 noch
mit 35 € gehandelt worden. In Großbritannien, unserem zweitgrößten Erzeugungsmarkt, haben Gaskraftwerke einen wesentlich größeren Anteil an der Stromproduktion als in Deutschland und damit einen stärkeren Preiseinfluss. Deshalb und wegen der seit April 2013 erhobenen CO2 -Steuer sind die Notierungen dort vergleichsweise hoch. Am britischen Spotmarkt notierte die Megawattstunde Grundlaststrom in den ersten drei Quartalen mit durchschnittlich 41 £ (57 €). Das ist ebenso viel wie 2014. Dagegen lag der Forward 2016 mit 44 £ (61 €) je MWh um 8 £ unter dem vergleichbaren Vorjahreswert. In den Niederlanden, wo wir unsere drittgrößte Erzeugungsposition haben, spielen Gaskraftwerke
bei der Strompreisbildung ebenfalls eine wichtige Rolle. Gleichzeitig drücken deutsche
EEG-Strom-Exporte das Preisniveau. Grundlaststrom kostete am niederländischen Spotmarkt
41 € je MWh und damit 1 € mehr als ein Jahr zuvor. Forward-Kontrakte haben sich jedoch
verbilligt: Der für 2016 wurde im Mittel mit 39 € je MWh Grundlaststrom abgerechnet.
Das sind 5 € weniger, als im Vorjahreszeitraum für den Forward 2015 bezahlt wurde. Kraftwerksmargen unter VorjahresniveauUm kurzfristige Absatz- und Preisrisiken zu begrenzen, verkaufen wir die Erzeugung
unserer Kraftwerke größtenteils auf Termin und sichern die benötigten Brennstoffe
und Emissionsrechte preislich ab. Unsere Stromerlöse im Berichtszeitraum wurden durch
die jüngste Marktentwicklung daher kaum beeinflusst. Sie hängen vielmehr davon ab,
zu welchen Konditionen Terminkontrakte für 2015 in vorangegangenen Jahren abgeschlossen
wurden. Da die Stromgroßhandelspreise in Kontinentalwesteuropa schon seit Langem abwärts
tendieren, war der Durchschnittspreis, den wir für unsere diesjährige Stromproduktion
erzielt haben, insgesamt niedriger als der Vergleichswert für 2014. Mit unseren deutschen
Braunkohle- und Kernkraftwerken, die typischerweise stabile Brennstoffkosten aufweisen,
erwirtschafteten wir daher geringere Margen. Unter Druck sind auch die Margen unserer
Gas- und Steinkohlekraftwerke. Allerdings kamen hier neben der ungünstigen Strompreisentwicklung
auch Entlastungen durch rückläufige Notierungen für Brennstoffe zum Tragen. Niedrigere Stromrechnung für EndkundenIm Endkundengeschäft tendierten die Strompreise ebenfalls nach unten. Maßgeblich dafür
waren die rückläufigen Notierungen am Großhandelsmarkt. In Deutschland mussten Privathaushalte
im Durchschnitt geringfügig weniger bezahlen als in den ersten drei Quartalen des
Vorjahres, während für Industrieunternehmen ein Preisrückgang von etwa 3 % ermittelt
wurde. Auch in Großbritannien haben sich die Entgelte für die beiden genannten Kundengruppen
etwas verringert. In den Niederlanden lagen die (geschätzten) Preisrückgänge bei 1
% (Privathaushalte) und 7% (Industrie), in Ungarn bei 6 bzw. 4% und in der Slowakei
bei 6 bzw. 3 %. In Polen hat sich Strom dagegen wohl um 2 bzw. 3 % verteuert. WESENTLICHE EREIGNISSEIm BerichtszeitraumRWE-Kraftwerke qualifizieren sich für zweite Auktion zum britischen KapazitätsmarktAnfang September wurde bekanntgegeben, welche Kraftwerke an der nächsten Auktion für
den britischen Kapazitätsmarkt teilnehmen können. Alle RWE-Anlagen, für die eine Teilnahme
beantragt wurde, konnten sich qualifizieren. Zusammen sind dies 8,0 Gigawatt (GW)
gesicherte Leistung. Bei dem Bieterverfahren im Dezember 2015 werden landesweit 59,2
GW vertreten sein. Ausgeschrieben sind 44,7 GW, d. h., Anlagen mit dieser Gesamtleistung
werden für den Zeitraum von Oktober 2019 bis September 2020 eine Prämie dafür erhalten,
dass sie dem Markt gesicherte Kraftwerksleistung zur Verfügung stellen. Die Höhe der
Prämie wird in der Auktion ermittelt. Das kommende Bieterverfahren ist das zweite
dieser Art. Das erste fand im Dezember 2014 statt und bezog sich auf den Zeitraum
vom Oktober 2018 bis September 2019. Damals haben sich alle teilnehmenden RWE-Kraftwerke
- mit Ausnahme einer Kleinanlage - für eine Kapazitätsprämie in Höhe von 19,40 £ je
Kilowatt qualifiziert. Landesregierung legt Entwurf der "Leitentscheidung" zur Zukunft der Rheinischen Braunkohle vorEnde September hat die nordrhein-westfälische Landesregierung den Entwurf einer Leitentscheidung
zur Braunkohleförderung im Tagebau Garzweiler II verabschiedet. Darin bestätigt sie,
dass der Braunkohleabbau in Garzweiler auch nach 2030 zur Energieversorgung notwendig
sei. Eine solche Feststellung ist Grundvoraussetzung für die langfristige Fortführung
des Tagebaus. Allerdings will die Landesregierung entsprechend einer früheren Ankündigung
das Abbaugebiet verkleinern. So soll auf eine Umsiedlung von drei Siedlungen verzichtet
werden, darunter die Ortschaft Holzweiler mit rund 1.400 Einwohnern. Zudem soll RWE
beim Abbau einen größeren Abstand zum Dorf Holzweiler einhalten als sonst üblich.
Die bisher auf 1,2 Milliarden Tonnen veranschlagten, planungsrechtlich genehmigten
Kohlevorräte von Garzweiler II würden sich damit um schätzungsweise ein Drittel verringern.
Im Gegensatz dazu werden die genehmigten Abbaugrenzen der Tagebaue Hambach und Inden
bestätigt. Derzeit läuft ein Konsultationsprozess zu dem Entwurf, der bis Dezember
2015 andauert. Im Frühjahr 2016 will die Landesregierung die finale Leitentscheidung
verabschieden, die dann raumplanerisch umgesetzt werden muss. Emirat Dubai und RWE vertiefen ZusammenarbeitEnde September haben wir mit dem Dubai Supreme Council of Energy ein Memorandum of
Understanding unterzeichnet. Die Erklärung legt den Grundstein für eine engere Zusammenarbeit
auf den Gebieten Management-Dienstleistungen und technische Beratung. Der Dubai Supreme
Council of Energy ist das energiepolitische Entscheidungsgremium der Regierung in
Dubai. RWE ist im Emirat bereits beratend tätig. Beispielsweise unterstützen wir Dubai
bei der Entwicklung seiner integrierten Energiestrategie 2030, befassen uns mit technischen
Fragen der Energieversorgung und zeigen Wege zur Senkung des Energieverbrauchs auf.
Hier liegen auch die Schwerpunkte zukünftiger Beratungsaktivitäten in der Region. Nach Ablauf des BerichtszeitraumsDeutsche Versorger bestehen "Stresstest" zur Höhe der KernenergierückstellungenDas Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) hat am 10. Oktober das Ergebnis
des sog. Stresstests zu den Rückstellungen der deutschen Kernkraftwerksbetreiber veröffentlicht.
Das vom BMWi in Auftrag gegebene Gutachten der Düsseldorfer Wirtschaftsprüfungsgesellschaft
Warth & Klein Grant Thornton kommt zu dem Ergebnis, dass das bilanzielle Reinvermögen
der betroffenen Energieversorger ausreicht, um die Verpflichtungen zum Rückbau der
Erzeugungsanlagen und zur Entsorgung der radioaktiven Abfälle abzudecken. Der Gutachter
bescheinigt den Versorgern, dass sie die heute absehbar notwendigen Entsorgungsaufgaben
vollständig abgebildet und die Rückstellungen rechnerisch korrekt ermittelt haben.
Warth & Klein Grant Thornton bilden eine Vielzahl von Stress-Szenarien ab, die zu
einer großen Bandbreite bei der Schätzung der Verpflichtungsbeträge führen. Die von
den Unternehmen gebildeten Rückstellungen von insgesamt 38,3 Mrd. € (Stand: Ende 2014)
liegen innerhalb dieser Bandbreite. Das BMWi erklärte dazu, dass es die Szenarien
mit den hohen Verpflichtungsbeträgen für unwahrscheinlich halte. Nach Auffassung des
Ministeriums ergibt sich aus dem Gutachten kein zusätzlicher Handlungsbedarf. Bundesregierung beruft Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des KernenergieausstiegsAm 14. Oktober hat die Bundesregierung eine "Kommission zur Überprüfung der Finanzierung
des Kernenergieausstiegs" (KFK) ins Leben gerufen. Die KFK soll die aktuell diskutierten
Konzepte zur Sicherstellung der Finanzierung der Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen
bewerten und Vorschläge erarbeiten. Zu den denkbaren Finanzierungsmodellen gehört
die Überführung der Verpflichtungen oder Teilen davon in einen Fonds oder eine Stiftung.
Nach dem Willen der Bundesregierung muss sichergestellt sein, dass die Versorger langfristig
wirtschaftlich in der Lage sind, ihre Kernenergieverpflichtungen zu erfüllen. Der
KFK gehören 19 Mitglieder an; die Kernkraftwerksbetreiber sind nicht vertreten. Den
Vorsitz führen der ehemalige Hamburger Oberbürgermeister Ole von Beust (CDU), der
frühere Ministerpräsident von Brandenburg, Matthias Platzeck (SPD) und Ex-Bundesumweltminister
Jürgen Trittin (Grüne). Die Kommission will Ende Februar 2016 ihre Handlungsempfehlungen
vorlegen. Bundesregierung legt Gesetzentwurf zur "Sicherheitsbereitschaft" von Braunkohlekraftwerken vorAnfang November hat das Bundeskabinett einen Gesetzentwurf zu der im Juli beschlossenen befristeten Sicherheitsbereitschaft und anschließenden Stilllegung von Braunkohlekraftwerken verabschiedet. Über die Einzelheiten dazu hatte sich kurz zuvor das BMWi mit den Energieunternehmen MIBRAG, RWE und Vattenfall verständigt. Vorgesehen ist, dass Anlagen mit insgesamt 2,7 GW Erzeugungsleistung ab 2016 schrittweise aus dem Markt genommen und jeweils vier Jahre lang für die letzte Absicherung der Stromversorgung genutzt werden. Danach werden sie endgültig stillgelegt. Ihre Betreiber erhalten für die Sicherheitsbereitschaft eine Vergütung. Das BMWi schätzt die Gesamtkosten dafür auf rund 1,6 Mrd. €. Im Rahmen des "Aktionsprogramms Klimaschutz 2020" hatte die Bundesregierung die deutsche Braunkohlewirtschaft dazu verpflichtet, ihren jährlichen CO2 -Ausstoß um zusätzlich 12,5 Mio. Tonnen zu senken. Dies soll dazu beitragen, dass Deutschland sein Emissionsminderungsziel für 2020 erreicht. RWE wird fünf Kraftwerke der 300-Megawatt-Klasse in die Sicherheitsbereitschaft überführen: Dabei handelt es sich um die Blöcke P und Q in Frimmersdorf (1. Oktober 2017), die Blöcke E und F in Niederaußem (1. Oktober 2018) und Block C in Neurath (1. Oktober 2019). Die Konzeption der Sicherheitsbereitschaft ist vom BMWi bereits intensiv mit der Europäischen Kommission besprochen worden; das Ministerium zeigt sich zuversichtlich, dass die EU die Maßnahme nicht als unerlaubte Beihilfe einstufen wird. Grünes Licht für Offshore-Windkraftprojekt Galloper vor der Küste OstenglandsRWE Innogy wird das britische Offshore-Windkraftprojekt Galloper nun doch realisieren.
Das haben wir Ende Oktober bekanntgegeben. Eine Voraussetzung für die Investitionsentscheidung
war, dass wir drei Partner gewinnen konnten: Siemens Financial Services, Macquarie
Capital und die UK Green Investment Bank übernehmen jeweils 25% an dem Projekt; die
restlichen 25% verbleiben bei RWE Innogy, die als Konsortialführer für den Bau und
Betrieb des Windparks mit 336 MW Gesamtleistung verantwortlich sein wird. Gesichert
ist inzwischen auch die Finanzierung der Projektkosten von rund 2 Mrd. €: Der Großteil
davon wird durch Fremdmittel abgedeckt, die ein Konsortium aus zwölf Geschäftsbanken
und der Europäischen Investitionsbank bereitstellt. Der Windpark vor der Küste von
Suffolk soll im März 2018 mit seiner vollen Kapazität in Betrieb sein. Die Bauarbeiten
laufen bereits an. Die Projektverträge sehen vor, dass Siemens die insgesamt 56 Turbinen
der Sechs-Megawatt-Klasse liefern und instand halten wird. Galloper ist von RWE und
anfänglich auch Scottish and Southern Energy (SSE) entwickelt worden. Die Realisierung
war fraglich geworden, nachdem sich SSE aus dem Projekt zurückgezogen hatte. RWE reduziert Beteiligung an walisischem Offshore-Windpark Gwynt y MôrEnde Oktober 2015 haben wir einen 10%-Anteil am neuen Offshore-Windpark Gwynt y Môr
an die UK Green Investment Bank verkauft. Der Preis betrug 224 Mio. £ (312 Mio. €).
Die Transaktion war bereits im März 2014 vereinbart worden. Unsere Beteiligung an
Gwynt y Môr hat sich durch sie auf 50% verringert. Weitere Anteile werden von den
Stadtwerken München (30%) und Siemens (10%) gehalten. Mit dem Verkaufserlös wollen
wir andere Projekte auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien finanzieren. Gwynt y
Môr vor der Küste von Nordwales verfügt über eine Gesamtleistung von 576 MW und ist
im Juni 2015 offiziell eingeweiht worden. ANMERKUNGEN ZUR BERICHTSWEISE Konzernstruktur mit sieben UnternehmensbereichenAm 2. März 2015 haben wir den Verkauf von RWE Dea (Segment Upstream Gas & Öl) abgeschlossen.
Die Transaktion wurde mit wirtschaftlicher Rückwirkung zum 1. Januar 2014 vollzogen.
Der RWE-Konzern ist seither in sieben Segmente (Unternehmensbereiche) untergliedert,
die nach nationalen und funktionalen Kriterien voneinander abgegrenzt sind und sich
wie folgt darstellen:
Position "Sonstige, Konsolidierung"Einzelne konzernübergreifende Aktivitäten stellen wir außerhalb der Unternehmensbereiche
unter "Sonstige, Konsolidierung" dar. Dies gilt für die Konzernholding RWE AG sowie
unsere internen Dienstleister RWE IT, RWE Group Business Services, RWE Service und
RWE Consulting. In der Position enthalten ist auch unsere Minderheitsbeteiligung am
deutschen Stromübertragungsnetzbetreiber Amprion. Ausweis von RWE Dea als "nicht fortgeführte Aktivität"Gemäß International Financial Reporting Standards (IFRS) zeigen wir RWE Dea in der
Gewinn- und Verlustrechnung nur noch verdichtet im Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten.
Dies gilt auch für das Vorjahr. Beim bereinigten (vormals "nachhaltigen") Nettoergebnis
gehen wir so vor: In den Zahlen für das aufgelaufene Geschäftsjahr 2015 und das Gesamtjahr
2014 ist RWE Dea ausschließlich mit den auf den jeweiligen Berichtszeitraum entfallenden
Zinsen auf den Verkaufspreis enthalten, die uns LetterOne für die Zeit vom 1. Januar
2014 bis zum Vollzug der Transaktion am 2. März 2015 gezahlt hat; im bereinigten Nettoergebnis
der ersten drei Quartale 2014 wird RWE Dea dagegen gar nicht berücksichtigt. Die Konzernbilanz
enthält das Upstream-Geschäft letztmalig zum 31. Dezember 2014 in den Positionen "Zur
Veräußerung bestimmte Vermögenswerte" und "Zur Veräußerung bestimmte Schulden". In
der Kapitalflussrechnung auf Seite 31 weisen wir die Cash Flows der nicht fortgeführten
Aktivitäten für 2015 und 2014 gesondert aus. Die Darstellung der Zahlungsströme im
Lagebericht weicht davon ab: Hier beziehen wir uns ausschließlich auf unsere fortgeführten
Aktivitäten. Gleiches gilt für die Investitionen und die Mitarbeiterzahlen. Erstmalige Vollkonsolidierung der slowakischen VSE und der niederrheinischen WestEnergieIm dritten Quartal haben wir die bilanzielle Erfassung von zwei Beteiligungen geändert.
Dies betraf die slowakische Východoslovenská energetika Holding a.s. (VSE) mitsamt
ihren in der Energieversorgung tätigen Tochterunternehmen und die deutsche Verteilnetzgesellschaft
WestEnergie GmbH. VSE und WestEnergie werden seit Ende August bzw. Anfang Juli vollkonsolidiert,
nachdem sie zuvor at-Equity-bilanziert worden sind. Die in Kosice ansässige VSE ist
in der Slowakei die Nr. 3 im Strom- und die Nr. 2 im Gasgeschäft. Wir halten eine
Minderheitsbeteiligung von 49% an dem Unternehmen, üben jedoch nunmehr auf vertraglicher
Grundlage die alleinige Kontrolle aus. WestEnergie ist aus der vormaligen WestEnergie
und Verkehr GmbH hervorgegangen und gehört zur NEW-Gruppe, einem der führenden Versorger
in der Region Niederrhein. Gemäß einer Gesellschaftervereinbarung hatten wir trotz
eines Kapitalanteils von 99% keine Stimmrechtsmehrheit; nach Erlöschen dieser Vereinbarung
haben wir am 1. Juli die Kontrolle über das Unternehmen erlangt. Weitere Ausführungen
zur Bilanzierungsumstellung finden Sie auf Seite 34. GESCHÄFTSENTWICKLUNGscroll
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Inklusive Strombezüge aus Kraftwerken, die sich nicht in RWE-Eigentum befinden, über
deren Einsatz wir aber aufgrund langfristiger Vereinbarungen frei verfügen können;
in den ersten drei Quartalen 2015 waren dies 8,0 Mrd. kWh (Vorjahr: 11,8 Mrd. kWh)
im Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung, davon 5,4 Mrd. kWh (Vorjahr:
9,7 Mrd. kWh) aus Steinkohlekraftwerken, und 0,5 Mrd. kWh (Vorjahr: 0,5 Mrd. kWh)
im Unternehmensbereich Erneuerbare Energien. Stromerzeugung um 2% gestiegenIn den ersten drei Quartalen 2015 hat der RWE-Konzern 154,9 Mrd. kWh Strom produziert,
2% mehr als im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Zuzuordnen ist das u. a. unserem neuen
1.554-MW-Steinkohlekraftwerk im niederländischen Eemshaven, dessen zwei Blöcke 2014
nur Testläufe absolvierten und seit 1. Mai bzw. 1. Juli 2015 im kommerziellen Betrieb
sind. Ferner profitierten wir davon, dass unser britisches Steinkohlekraftwerk Aberthaw
und einige unserer Gaskraftwerke nach Schäden und Ausfällen im Vorjahr wieder verstärkt
eingesetzt werden konnten. Verbessert hat sich auch die Verfügbarkeit unserer deutschen
Braunkohlekraftwerke. Darüber hinaus machten sich der Ausbau unserer Windkraftkapazitäten
und das hohe Windaufkommen bemerkbar. Gegenläufig wirkte, dass wir einige in Fremdeigentum
stehende deutsche Steinkohlekraftwerke nicht mehr nutzen, weil die entsprechenden
Verträge ausgelaufen sind und wir sie nicht verlängert haben. Zudem war unser Gaskraftwerk
im westtürkischen Denizli nur schwach ausgelastet, weil in der Region wegen ungewöhnlich
hoher Niederschläge große Mengen günstigen Stroms aus Wasserkraft erzeugt wurden. Strom produzieren wir nicht nur selbst, sondern beziehen ihn auch von konzernexternen
Anbietern. Im Berichtszeitraum lagen diese Bezüge bei 49,1 Mrd. kWh (Vorjahr: 50,4
Mrd. kWh). Eigenerzeugung und Fremdstrombezug summierten sich zu einem Stromaufkommen
von 204,0 Mrd. kWh (Vorjahr: 201,6 Mrd. kWh). Stromabsatz auf VorjahreshöheUnsere konzernexternen Stromlieferungen waren mit 191,8 Mrd. kWh fast exakt so hoch
wie im Vorjahreszeitraum. Zugelegt haben wir bei den Industrie- und Geschäftskunden,
u. a. weil wir neue Abnehmer gewinnen konnten. Einen Mengenrückgang verzeichneten
wir dagegen bei den deutschen Weiterverteilern. Dies lag zum einen daran, dass sich
einige unserer Kunden verstärkt oder komplett bei anderen Anbietern eingedeckt haben.
Zum anderen verringerte sich der Absatz mit Übertragungsnetzbetreibern aus dem Weiterverkauf
von EEG-Strom, der in unser Verteilnetz eingespeist wurde; Hintergrund ist, dass die
Betreiber von EEG-Anlagen ihren Strom zunehmend direkt vermarkten oder selbst verbrauchen.
Absatzeinbußen mussten wir auch im Geschäft mit Privathaushalten und kleinen Gewerbebetrieben
hinnehmen. Hier machte sich u. a. der Trend zu einem sparsameren Energieeinsatz bemerkbar.
In Großbritannien kamen Kundenverluste hinzu, die allerdings durch Zugewinne in anderen
Regionen - vor allem Zentralosteuropa und Deutschland - überkompensiert wurden. scroll
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Inklusive Mengeneffekte aus dem Verkauf selbsterzeugten Stroms am Großhandelsmarkt.
Wenn diese Verkaufsmengen größer sind als die zu Vertriebszwecken getätigten Fremdbezüge,
wird der positive Saldo im Absatz erfasst. Dies war in den ersten drei Quartalen 2015
der Fall (+1,1 Mrd. kWh), im Vorjahreszeitraum dagegen nicht. Gasliefermengen: Plus von 12%Unser Gasabsatz ist um 12% auf 207,2 Mrd. kWh gestiegen. Hier wirkte sich aus, dass
der Winter und das Frühjahr in allen RWE-Kernmärkten kühler waren als 2014. Vor allem
unsere Privat- und Gewerbekunden haben deshalb mehr Gas zum Heizen eingesetzt. Bei
den Weiterverteilern kam hinzu, dass Gesellschaften von RWE Deutschland neue Abnehmer
gewinnen und ihre Lieferbeziehungen mit Bestandskunden intensivieren konnten. Der
Anstieg unseres Gasabsatzes ist auch auf die erfolgreiche Akquise von Industrie- und
Geschäftskunden zurückzuführen. Im Segment der Privathaushalte und kleinen Gewerbebetriebe
wurde der positive Witterungseffekt durch ein sparsameres Verbrauchsverhalten abgeschwächt.
Außerdem hat sich unsere Marktposition bei britischen Haushalten verschlechtert. Kundengewinne
in Deutschland und Benelux konnten das nicht ausgleichen. scroll
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Außenumsatz leicht über VorjahrUnser Außenumsatz (inklusive Erdgas- und Stromsteuer) hat sich geringfügig auf 35.409
Mio. € erhöht. Die Gaserlöse sind um 7% auf 8.464 Mio. € gestiegen, obwohl einige
unserer Vertriebsgesellschaften die Tarife gesenkt haben. Ausschlaggebend dafür war
die positive Absatzentwicklung. Demgegenüber blieb unser Stromumsatz mit 24.860 Mio.
€ etwas hinter dem Vorjahresniveau zurück. Auch hier kamen Preissenkungen zum Tragen.
Erst- und Entkonsolidierungen von Konzerngesellschaften hatten keinen nennenswerten
Einfluss auf die Umsatzentwicklung, wohl aber die Aufwertung des britischen Pfunds,
das im Berichtszeitraum mit durchschnittlich 1,38 € notierte (Vorjahr: 1,23 €). Auch
der US-Dollar hat gegenüber dem Euro zugelegt, während sich bei den anderen für uns
wichtigen Währungen nur geringe Veränderungen ergaben. Bereinigt um Wechselkurseffekte
sind unsere Erlöse um 2% gesunken. scroll
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Abwärtstrend der Stromgroßhandelspreise und Probleme im britischen Vertrieb belasten ErtragslageIn den ersten neun Monaten 2015 erzielte der RWE-Konzern ein EBITDA von 4.403 Mio.
€ und ein betriebliches Ergebnis von 2.648 Mio. €. Damit blieben wir um 6 bzw. 9%
hinter den jeweiligen Vorjahreswerten zurück. Ausschlaggebend dafür war der preisbedingte
Margenrückgang in der konventionellen Stromerzeugung. Im Energievertrieb, der europaweit
594 Mio. € (Vorjahr: 605 Mio. €) zum betrieblichen Ergebnis beisteuerte, profitierten
wir davon, dass die negativen Witterungseinflüsse des Vorjahres ausblieben, mussten
aber auch hohe Belastungen durch operative und technische Probleme bei RWE npower
verkraften. Positive Auswirkungen auf das Konzernergebnis hatte, dass wir den bislang
at-Equity-bilanzierten slowakischen Energieversorger VSE seit Ende August vollkonsolidieren
(siehe Seite 11). Der Bilanzierungsänderung ging eine Neubewertung der Beteiligung
voraus, die zur Aufdeckung stiller Reserven in Höhe von 185 Mio. € führte. Lässt man
diesen Effekt und Einflüsse der Währungsumrechnung außer Betracht, ergibt sich beim
EBITDA und beim betrieblichen Ergebnis ein Minus von 11 bzw. 15%. In den Unternehmensbereichen zeigte sich folgende Entwicklung beim betrieblichen Ergebnis:
Das neutrale Ergebnis, in dem wir bestimmte nicht-operative oder aperiodische Einmaleffekte
erfassen, hat sich um 123 Mio. € auf -170 Mio. € verschlechtert. Dazu beigetragen
hat, dass wir Vorsorgen für Rechtsrisiken aus laufenden Verfahren gebildet haben und
niedrigere Veräußerungsgewinne erzielten als 2014. Demgegenüber führte die Bilanzierung
bestimmter Derivate, mit denen wir uns gegen Preisschwankungen absichern, per saldo
zu einem Ertrag, nachdem im Vorjahr noch Verluste angefallen waren. scroll
Unser Finanzergebnis verbesserte sich um 267 Mio. € auf -1.124 Mio. €, u. a. weil
wir im "übrigen Finanzergebnis" hohe Erträge aus dem Verkauf von Wertpapieren ausweisen.
Außerdem verringerten sich die Zinsanteile an den Zuführungen zu den langfristigen
Rückstellungen; Hauptgrund dafür sind Einmaleffekte, die sich aus Anpassungen der
für die Rückstellungsermittlung verwendeten Diskontierungszinssätze ergaben. Darüber
hinaus verzeichneten wir 2015 eine leichte Verbesserung beim Zinsergebnis. scroll
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Vormals "nachhaltiges Nettoergebnis", siehe Erläuterung auf Seite 19 Das Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Steuern sank um 8% auf 1.354 Mio. €. Obwohl
wir im Berichtszeitraum größere Wertpapierbestände steuerfrei veräußert haben, hat
sich unsere Steuerquote um elf Prozentpunkte auf 42% erhöht. Hintergrund ist, dass
wir im Jahresabschluss 2015 voraussichtlich einen steuerlichen Verlust im Organkreis
der RWE AG ausweisen werden und in entsprechender Höhe keine latenten Steuern aktiviert
haben. Die Aktivierung latenter Steuern wäre nur möglich gewesen, wenn der steuerliche
Verlust in den kommenden Jahren mit Gewinnen im Organkreis verrechnet werden könnte.
In der aktuellen Planung ist das jedoch nicht absehbar. Allerdings gehen wir davon
aus, dass unsere Steuerquote im Jahresabschluss 2015 deutlich unter dem jetzigen Niveau
liegen wird. Nach Steuern erzielten wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten ein Ergebnis von
784 Mio. €. Gegenüber 2014 ist das ein Rückgang um 23%. Die nicht fortgeführten Aktivitäten trugen mit 1.524 Mio. € zum Nachsteuerergebnis
bei (Vorjahr: 235 Mio. €). Der Großteil dieses Betrages (1.453 Mio. €) entfällt auf
den Buchgewinn aus der Veräußerung von RWE Dea. Die Ergebnisanteile anderer Gesellschafter sind um 48% auf 256 Mio. € angestiegen,
weil einige vollkonsolidierte Gesellschaften, an denen Konzernfremde beteiligt sind,
über Vorjahr abschlossen. Das betrifft vor allem unsere deutschen Regionalversorger
und ist u. a. auf die erwähnten Einmalerträge aus Wertpapierverkäufen zurückzuführen. Auf unsere Hybridkapitalgeber entfielen Ergebnisanteile von 117 Mio. € (Vorjahr: 80
Mio. €). Berücksichtigt werden hier lediglich jene Hybridanleihen, die gemäß IFRS
dem Eigenkapital zuzuordnen sind. Dabei handelt es sich um unsere Anleihen über 1.750
Mio. € und 750 Mio. £, von denen die erstgenannte zum 28. September 2015 abgelöst
worden ist. Die Ergebnisanteile entsprechen den Finanzierungskosten nach Steuern.
Ihr Anstieg gegenüber dem Vorjahr resultiert daraus, dass sich die Kosten der Hybridfinanzierung
nicht mehr steuermindernd auswirken, weil es 2015 im Organkreis der RWE AG keine Gewinne
gibt, mit denen sie verrechnet werden könnten. Aus den dargestellten Entwicklungen ergibt sich ein gegenüber 2014 fast doppelt so
hohes Nettoergebnis von 1.935 Mio. €. Bei 614,7 Millionen ausstehenden RWE-Aktien
entspricht dies einem Ergebnis je Aktie von 3,15 € (Vorjahr: 1,62 €). Bereinigtes Nettoergebnis deutlich unter VorjahrUnser bereinigtes Nettoergebnis belief sich auf 545 Mio. €. Wie auf Seite 11 erläutert,
enthält es nicht das gesamte Ergebnis nicht fortgeführter Aktivitäten, sondern lediglich
den auf 2015 entfallenden Teil der Zinsen auf den Verkaufspreis von RWE Dea. Bei der
Ermittlung des bereinigten Ergebnisses gehen wir grundsätzlich so vor, dass wir Einmaleffekte
(u. a. das gesamte neutrale Ergebnis) einschließlich der darauf entfallenden Ertragsteuern
herausrechnen. Trotzdem können in dieser Kennzahl Sondereinflüsse enthalten sein,
zum Beispiel aus Wertberichtigungen oder Restrukturierungsaufwendungen, die wir seit
2014 regelmäßig im betrieblichen Ergebnis erfassen. Wir haben daher die bisher verwendete
Bezeichnung "nachhaltiges Nettoergebnis" in "bereinigtes Nettoergebnis" geändert.
Verglichen mit dem Vorjahr hat sich das bereinigte Ergebnis um 29% verringert. Neben
der deutlich verschlechterten operativen Ertragslage hat auch die erhöhte Steuerquote
dazu beigetragen. scroll
Stark rückläufige InvestitionenUnsere Investitionen lagen mit 1.896 Mio. € um 17% unter dem Vorjahresniveau. Für
Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte setzten wir 1.669 Mio. € ein, 24% weniger
als 2014. Die Ausgaben für Finanzanlagen sind zwar gestiegen, fielen mit 227 Mio.
€ aber nicht sonderlich ins Gewicht. Stark rückläufig waren die Investitionen im Bereich
Konventionelle Stromerzeugung, der vor einem Jahr noch schwerpunktmäßig in die beiden
neuen Steinkohlekraftwerke im niederländischen Eemshaven und in Hamm investierte.
Inzwischen produzieren beide Eemshaven-Blöcke kommerziell Strom. In Hamm ist dies
nur bei einem Block der Fall, da beim anderen erhebliche Projektverzögerungen eingetreten
sind. Ebenfalls stark verringert haben sich die Investitionen im Bereich Erneuerbare
Energien. Sie entfielen u. a. auf die neuen Offshore-Windparks Nordsee Ost nahe Helgoland
und Gwynt y Môr vor der Küste von Wales, die im Mai bzw. Juni 2015 eingeweiht wurden.
Im Vorjahreszeitraum befanden sich die Windparks noch im Bau. Einen deutlichen Anstieg
der Investitionen verzeichneten wir im Bereich Vertrieb/Verteilnetze Deutschland,
der seine Maßnahmen zur Verbesserung der Strom- und Gasnetzinfrastruktur intensivierte. scroll
Operativer Cash Flow wegen Einmaleffekten deutlich unter VorjahrDer Cash Flow aus laufender Geschäftstätigkeit, den wir mit unseren fortgeführten Aktivitäten erzielten, hat sich um 2.582 Mio. € auf 2.177 Mio. € verringert. Hauptursache dafür sind Vorgänge, die sich in Veränderungen des Nettoumlaufvermögens widerspiegeln. Ein Beispiel dafür ist die Entwicklung unseres Forderungsbestands im Gasvertrieb. Dieser steigt typischerweise im Winter an und verringert sich in den Frühjahrs- und Sommermonaten, weil die Verbräuche saisonal schwanken, während die Abschlagszahlungen unserer Kunden über das Jahr hinweg in gleicher Höhe anfallen. Per saldo ergibt sich in den ersten drei Quartalen meist ein Forderungsabbau, der 2014 allerdings witterungsbedingt wesentlich höher war als 2015. Ein weiterer Grund für den Rückgang des operativen Cash Flows ist, dass wir unsere Zahlungen für die 2014 benötigten CO2 -Emissionsrechte größtenteils ins Jahr 2015 verschoben haben. Auch dies schlug sich im Nettoumlaufvermögen nieder. Durch die Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten sind per saldo 507 Mio.
€ abgeflossen. Das sind 2.663 Mio. € weniger als im Vorjahreszeitraum, vor allem wegen
unserer hohen Einnahmen aus dem Verkauf von RWE Dea und anderen Geschäftsaktivitäten.
Die Mittel haben wir allerdings teilweise in Wertpapiere und andere Geldanlagen reinvestiert.
Außerdem erhöhten wir die Kapitaldeckung für unsere Pensionszusagen, indem wir flüssige
Mittel in Höhe von 1,3 Mrd. € auf Treuhänder oder Einrichtungen zur betrieblichen
Altersversorgung übertrugen. Die Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten führte zum Abfluss von 2.318
Mio. € (Vorjahr: 1.805 Mio. €). Ausschlaggebend dafür war, dass wir im Februar eine
Anleihe über 2 Mrd. € und im September eine Hybridanleihe über 1.750 Mio. € getilgt
haben. Von der erstgenannten Anleihe hatten wir bereits im Vorjahr Papiere mit fast
200 Mio. € Nominalwert zurückgekauft. Auch Ausschüttungen an die RWE-Aktionäre, an
Miteigentümer vollkonsolidierter RWE-Gesellschaften und an Hybridkapitalgeber minderten
den Cash Flow. Gegenläufig wirkte, dass wir drei neue Hybridanleihen begeben haben
- zwei im April über 700 Mio. € bzw. 550 Mio. € und eine im Juli über 500 Mio. US$.
Außerdem sind wir zusätzliche Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten eingegangen
und mussten weniger Sicherheitsleistungen bei Termingeschäften erbringen. Aufgrund der dargestellten Zahlungsströme aus der Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit
hat sich unser Bestand an flüssigen Mitteln per saldo um 634 Mio. € verringert. Zieht man vom operativen Cash Flow fortgeführter Aktivitäten die Investitionen in
Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte ab, erhält man den Free Cash Flow. Dieser
fiel mit 508 Mio. € positiv aus, unterschritt den Vorjahreswert (2.562 Mio. €) aber
deutlich. scroll
Deutlicher Rückgang der Nettoschulden wegen des Verkaufs von RWE DeaUnsere Nettoschulden lagen zum 30. September 2015 bei 25,8 Mrd. € und damit deutlich
unter dem Stand vom 31. Dezember 2014 (31,0 Mrd. €). Hauptursache dafür ist der Verkauf
von RWE Dea, der inklusive Zinsen auf den Verkaufspreis mit 5,3 Mrd. € zu Buche schlug.
Hinzu kamen 1,0 Mrd. € aus weiteren Desinvestitionen, so u. a. der Veräußerung der
Netzinfrastruktur unseres neuen walisischen Offshore-Windparks Gwynt y Môr und der
Verringerung des Anteils an unserer tschechischen Tochtergesellschaft RWE Grid Holding.
Diese Transaktionen haben wir im Bericht über das erste Quartal 2015 auf Seite 8 f.
erläutert. Auch der positive Free Cash Flow trug dazu bei, dass sich die Nettoschulden
verringerten. Ein weiterer Faktor war, dass wir - verglichen mit dem Jahresabschluss
2014 - etwas höhere Diskontierungssätze zur Berechnung der Pensionsrückstellungen
zugrunde legen. Die neuen Sätze belaufen sich auf 2,3% in Deutschland und 3,8% in
Großbritannien (Ende 2014: 2,1 bzw. 3,4%). Sie spiegeln die jüngste Entwicklung der
Marktzinsen wider. Aufgrund der Zinsanpassungen fielen die Pensionsrückstellungen
niedriger aus. Ihr Rückgang um insgesamt 1,6 Mrd. € beruht aber auch darauf, dass
wir die Kapitaldeckung für unsere Versorgungszusagen um 1,3 Mrd. € aufgestockt haben;
weil dies mit entsprechenden Mittelabflüssen einherging, hatte es aber keinen Einfluss
auf die Nettoschulden. Demgegenüber wirkten sich unsere Ausschüttungen und die Aufwertung
des britischen Pfunds schuldenerhöhend aus. scroll
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Inklusive Finanzforderungen, Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sowie Ertragsteuererstattungsansprüche Bilanzstruktur: Leicht verbesserte EigenkapitalquoteUnsere Bilanzsumme zum 30. September 2015 betrug 81,0 Mrd. €, gegenüber 86,3 Mrd.
€ zum Ende des Vorjahres. Durch den Verkauf von RWE Dea sind zur Veräußerung bestimmte
Vermögenswerte in Höhe von 5,2 Mrd. € und zur Veräußerung bestimmte Schulden in Höhe
von 2,6 Mrd. € abgegangen. Unter den zur Veräußerung bestimmten Vermögenswerten und
Schulden weisen wir für 2015 einen 10%-Anteil am Offshore-Windpark Gwynt y Môr aus,
den wir Ende Oktober an die UK Green Investment Bank verkauft haben (siehe Seite 9).
Unsere Beteiligung an Gwynt y Môr hat sich dadurch von 60 auf 50% verringert. Weitere
größere Bilanzveränderungen ergaben sich dadurch, dass die Derivate auf der Aktiv-
und der Passivseite der Bilanz um 1,1 bzw. 1,3 Mrd. € gesunken sind. Verringert haben
sich auch die Forderungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen, und
zwar um jeweils 1,1 Mrd. €. Hinzu kam der erwähnte Rückgang der Pensionsrückstellungen
um 1,6 Mrd. €. Unser Wertpapierbestand hat sich dagegen um 2,6 Mrd. € erhöht. Das
Eigenkapital des RWE-Konzerns lag um 0,4 Mrd. € über Vorjahr. Sein Anteil an der Bilanzsumme
(Eigenkapitalquote) betrug 15,0%; das sind 1,4 Prozentpunkte mehr als Ende 2014. scroll
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Umgerechnet in Vollzeitstellen Effekt aus Erstkonsolidierung von VSE: Mitarbeiterzahl trotz Rationalisierungsmaßnahmen unverändertZum 30. September 2015 beschäftigte RWE 59.777 Mitarbeiter und damit etwa so viele
wie zum Ende des Vorjahres. Bei der Ermittlung dieser Zahl wurden Teilzeitstellen
anteilig berücksichtigt. Durch operative Veränderungen haben per saldo 1.468 Mitarbeiter
den Konzern verlassen; dabei spielten Rationalisierungsmaßnahmen eine zentrale Rolle,
besonders im Unternehmensbereich Konventionelle Stromerzeugung. Erst- und Entkonsolidierungen
von Gesellschaften hatten dagegen einen positiven Nettoeffekt von 1.461 Stellen. Allein
durch die Vollkonsolidierung von VSE wurden 1.565 Mitarbeiter zusätzlich erfasst.
Der im März abgeschlossene Verkauf von RWE Dea führte dagegen zu keinen Veränderungen
des Personalbestands, weil die Beschäftigten der Gesellschaft bereits seit Mitte 2014
nicht mehr in den Konzernzahlen berücksichtigt sind. Die Zahl der Mitarbeiter an unseren
deutschen Standorten hat sich gegenüber dem Vorjahresende um 947 auf 35.464 verringert,
während die unserer Mitarbeiter im Ausland um 940 auf 24.313 gestiegen ist. PROGNOSEBERICHTAusblick auf Konzernebene unverändertUnsere Prognose zum diesjährigen Geschäftsverlauf von RWE, die wir im März veröffentlicht
haben (siehe Geschäftsbericht 2014, Seite 87 ff.), können wir bestätigen, soweit sie
sich auf den RWE-Konzern als ganzen bezieht. Für 2015 erwarten wir unverändert ein
EBITDA von 6,1 bis 6,4 Mrd. € und ein betriebliches Ergebnis von 3,6 bis 3,9 Mrd.
€; das bereinigte Nettoergebnis liegt voraussichtlich im Korridor von 1,1 bis 1,3
Mrd. €, wenn auch wohl nur am unteren Rand. Auf Ebene der Unternehmensbereiche sind
drei Anpassungen der März-Prognose erforderlich: Sie betreffen die Segmente "Vertrieb
Großbritannien", "Zentralost-/Südosteuropa" und "Trading/Gas Midstream" und werden
auf Seite 16 f. erläutert. Über die eingetrübten Aussichten im britischen Energievertrieb
hatten wir schon im August informiert. scroll
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Vormals "nachhaltiges Nettoergebnis", siehe Erläuterung auf Seite 19 Die Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte veranschlagen wir
für 2015 auf 2,5 bis 3,0 Mrd. €. Unsere Nettoschulden, die sich vor allem wegen des
Verkaufs von RWE Dea bereits stark verringert haben, werden wohl auch zum Jahresende
deutlich niedriger sein als der Vergleichswert für 2014 (31,0 Mrd. €). Der Verschuldungsfaktor,
also das Verhältnis der Nettoschulden zum EBITDA, dürfte aber höher ausfallen als
im Vorjahr (3,8). Außerdem gehen wir davon aus, dass wir 2015 mehr für Investitionen
und Ausschüttungen einsetzen, als uns aus der laufenden Geschäftstätigkeit zufließt,
und wir somit keinen Haushaltsüberschuss erwirtschaften können. Ein Grund dafür sind
negative Sondereffekte beim operativen Cash Flow. Trotz laufender Effizienzsteigerungsmaßnahmen, die wir schwerpunktmäßig im Unternehmensbereich
Konventionelle Stromerzeugung umsetzen, erwarten wir einen gegenüber Ende 2014 (59.784)
kaum veränderten Personalstand. Hauptgrund dafür ist die Einbeziehung der Mitarbeiter
des nunmehr vollkonsolidierten slowakischen Energieversorgers VSE. Bislang hatten
wir eine Verringerung der Mitarbeiterzahl prognostiziert, weil der Effekt aus VSE
nicht in unserer Planung enthalten war. ENTWICKLUNG DER RISIKEN UND CHANCENVeränderung der Risiko- und Chancensituation seit JahresbeginnUnsichere politische Rahmenbedingungen, sich wandelnde Marktstrukturen und schwankende
Strom- und Brennstoffpreise stellen uns vor große unternehmerische Herausforderungen.
Ein professionelles Risikomanagement ist heute wichtiger denn je. Risiken systematisch
zu erfassen, zu bewerten und zu steuern ist für uns Kernelement guter Unternehmensführung.
Ebenso wichtig ist es, Chancen zu identifizieren und zu nutzen. Über den Aufbau und die Prozesse unseres Risikomanagements, die zuständigen Organisationseinheiten,
die wesentlichen Risiken und Chancen sowie unsere Maßnahmen zur Steuerung und Überwachung
von Risiken informieren wir ausführlich im Geschäftsbericht 2014 auf Seite 75 ff.
Diese Darstellung ist in einigen Punkten zu aktualisieren:
Aktuelle RisikokennzahlenRisiken aus kurzfristigen Schwankungen der Commodity-Preise und finanzwirtschaftliche
Risiken steuern und überwachen wir u. a. anhand von Kennzahlen wie dem Value at Risk
(VaR). Der VaR gibt an, welchen Wert der mögliche Verlust aus einer Risikoposition
mit einer gegebenen Wahrscheinlichkeit in einem gegebenen Zeithorizont nicht überschreitet.
Den VaR-Werten im RWE-Konzern liegt grundsätzlich ein Konfidenzniveau von 95% zugrunde;
für die Positionen wird eine Haltedauer von einem Tag unterstellt. Das bedeutet, dass
der Tagesverlust den VaR mit einer Wahrscheinlichkeit von 95% nicht überschreitet. Zentrale Steuerungsgröße für die Commodity-Positionen ist der Global VaR, der sich
auf das Handelsgeschäft von RWE Supply & Trading bezieht und 40 Mio. € nicht übersteigen
darf. In den ersten drei Quartalen 2015 belief er sich auf durchschnittlich 16 Mio.
€, gegenüber 11 Mio. € im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Der maximale Tageswert
war 31 Mio. € (Vorjahr: 18 Mio. €). Bei Zinsrisiken unterscheiden wir zwischen zwei Kategorien: Auf der einen Seite können
Zinssteigerungen dazu führen, dass die Kurse von Wertpapieren im RWE-Bestand sinken.
Dies betrifft in erster Linie festverzinsliche Anleihen. Auf der anderen Seite erhöhen
sich mit dem Zinsniveau auch unsere Finanzierungskosten. Der VaR für das Kurswertrisiko
bei unseren Kapitalanlagen betrug im Berichtszeitraum durchschnittlich 11 Mio. € (Vorjahr:
4 Mio. €). Die Sensitivität des Zinsaufwands in Bezug auf Marktzinssteigerungen messen
wir mit dem Cash Flow at Risk. Dabei legen wir ein Konfidenzniveau von 95% und eine
Haltedauer von einem Jahr zugrunde. Der Cash Flow at Risk belief sich im Mittel auf
4 Mio. € (Vorjahr: 9 Mio. €). Zu den Wertpapieren, die wir in unserem Portfolio halten, zählen auch Aktien. Der
VaR für das Risiko aus Kursveränderungen betrug 8 Mio. € (Vorjahr: 5 Mio. €). Für
unsere Fremdwährungsposition lag der VaR unverändert unter 1 Mio. €. Zukunftsbezogene AussagenDieser Bericht enthält Aussagen zur künftigen Entwicklung des RWE-Konzerns und seiner
Gesellschaften sowie der wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen. Solche
Aussagen stellen Einschätzungen dar. Wir haben sie auf Basis aller Informationen getroffen,
die uns zum Zeitpunkt der Erstellung dieses Berichts zur Verfügung standen. Sollten
die zugrunde gelegten Annahmen nicht zutreffen oder unvorhergesehene Risiken eintreten,
können die tatsächlichen von den erwarteten Entwicklungen abweichen. Eine Gewähr können
wir für diese Angaben daher nicht übernehmen. KONZERNZWISCHENABSCHLUSS (VERKÜRZT)Gewinn- und Verlustrechnungscroll
Gesamtergebnisrechnung1scroll
BilanzAktiva
scroll
Passivascroll
Kapitalflussrechnungscroll
1
In den ersten drei Quartalen 2015 nach Dotierung Contractual Trust Arrangement (1.261
Mio. €) Veränderung des Eigenkapitalsscroll
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ANHANGRechnungslegungsmethodenDie RWE AG mit Sitz am Opernplatz 1 in 45128 Essen, Deutschland, ist Mutterunternehmen
des RWE-Konzerns ("RWE" oder "Konzern"). Der Konzernzwischenabschluss zum 30. September 2015 ist am 10. November 2015 zur Veröffentlichung
freigegeben worden. Aufgestellt wurde er nach den International Financial Reporting
Standards (IFRS), wie sie in der EU anzuwenden sind. Im Einklang mit IAS 34 wurde für die Darstellung des Konzernzwischenabschlusses zum
30. September 2015 ein gegenüber dem Konzernabschluss zum 31. Dezember 2014 verkürzter
Berichtsumfang gewählt. Im Konzernzwischenbericht werden - mit Ausnahme der nachfolgend
beschriebenen Änderungen und Neuregelungen - die gleichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden
angewendet wie im Konzernabschluss zum 31. Dezember 2014. Für weitere Informationen
verweisen wir auf den Konzerngeschäftsbericht 2014, der die Basis für den vorliegenden
Konzernzwischenbericht darstellt. Für Entsorgungsrückstellungen auf dem Gebiet der Kernenergie und für bergbaubedingte
Rückstellungen wird ein Abzinsungsfaktor von 4,6% (31.12.2014: 4,6%) zugrunde gelegt.
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden in Deutschland mit
2,3% und im Ausland mit 3,8% abgezinst (31.12.2014: 2,1% bzw. 3,4%). Änderung der RechnungslegungsmethodenDer International Accounting Standards Board (IASB) und das IFRS Interpretations Committee
(IFRS IC) haben Änderungen bei bestehenden International Financial Reporting Standards
(IFRS) und neue IFRS verabschiedet, die für den RWE-Konzern ab dem Geschäftsjahr 2015
verpflichtend anzuwenden sind:
Diese neuen Regelungen haben keine wesentlichen Auswirkungen auf den RWE-Konzernabschluss. KonsolidierungskreisIn den Konzernabschluss einbezogen sind neben der RWE AG alle wesentlichen in- und
ausländischen Tochterunternehmen, die die RWE AG unmittelbar oder mittelbar beherrscht.
Wesentliche assoziierte Unternehmen werden nach der Equity-Methode bilanziert, wesentliche
gemeinsame Vereinbarungen nach der Equity-Methode oder als gemeinschaftliche Tätigkeit. Die folgenden Übersichten stellen dar, welche Veränderungen sich bei der Anzahl der
vollkonsolidierten Unternehmen und der mittels der Equity-Methode bilanzierten Beteiligungen
und Gemeinschaftsunternehmen ergeben haben: scroll
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Zudem werden fünf Gesellschaften als gemeinschaftliche Tätigkeiten abgebildet. UnternehmenserwerbeWestEnergie GmbHIm Juli 2015 hat RWE aufgrund des Auslaufens eines Stimmrechtsverzichts die Beherrschung
über die bisher als at-Equity-Beteiligung ausgewiesene WestEnergie GmbH erlangt. Die
Gesellschaft betreibt im Wesentlichen Verteilnetze für Strom und Gas. In der folgenden
Tabelle sind die übernommenen Vermögenswerte und Schulden dargestellt: Bilanzposten
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Der beizulegende Zeitwert der Altanteile betrug 87 Mio. €. Der Bewertung der nicht-beherrschenden
Anteile lag das anteilige Nettovermögen des erstkonsolidierten Unternehmens zugrunde.
Der beizulegende Zeitwert der in den langfristigen und kurzfristigen Vermögenswerten
enthaltenen Forderungen belief sich auf 24 Mio. €. Seit der erstmaligen Konsolidierung hat die Gesellschaft 1 Mio. € zum Umsatz und -2
Mio. € zum Ergebnis des Konzerns beigetragen. Die erstmalige Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses ist aufgrund der komplexen
Struktur der Transaktion noch nicht abschließend festgestellt. Východoslovenská energetika Holding a.s.Im August 2015 hat RWE aufgrund einer vertraglichen Vereinbarung die Beherrschung
über die Gesellschaft Východoslovenská energetika Holding a.s. erlangt, die bisher
nach der Equity-Methode in den Konzernabschluss einbezogen wurde. Die Gesellschaft
ist die Holding einer Unternehmensgruppe mit Strom- und Gasvertriebsgeschäft (einschließlich
Verteilnetzbetrieb) in der Slowakei. Die übernommenen Vermögenswerte und Schulden sind in der folgenden Tabelle dargestellt: Bilanzposten
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Teil der dem Kontrollerwerb zugrunde liegenden vertraglichen Vereinbarung war eine
Beteiligungstransaktion, die zu einem Nettovermögenszuwachs in Höhe von 44 Mio. €
bei der tschechischen Gesellschaft RWE Česká republika a.s. führte. Der beizulegende Zeitwert der Altanteile betrug 341 Mio. €. Aus deren Erstkonsolidierung
resultierte ein Ertrag in Höhe von 185 Mio. €, der in der Gewinn- und Verlustrechnung
in Höhe von 159 Mio. € unter dem Posten "Sonstige betriebliche Erträge" und in Höhe
von 26 Mio. € unter dem Posten "Ergebnis aus at-Equity-bilanzierten Beteiligungen"
ausgewiesen wird. Der beizulegende Zeitwert der in den langfristigen und kurzfristigen Vermögenswerten
enthaltenen Forderungen belief sich auf 67 Mio. €. Der Bewertung der nicht-beherrschenden Anteile lag das anteilige Nettovermögen der
erstkonsolidierten Unternehmensgruppe zugrunde. Der Geschäfts- oder Firmenwert ist
im Wesentlichen auf zu erwartende zukünftige Nutzen- und Synergieeffekte zurückzuführen. Seit der erstmaligen Konsolidierung hat die Gesellschaft 43 Mio. € zum Umsatz und
4 Mio. € zum Ergebnis des Konzerns beigetragen. Die erstmalige Bilanzierung des Unternehmenszusammenschlusses ist aufgrund der komplexen
Struktur der Transaktion noch nicht abschließend festgestellt. Wären alle Unternehmenszusammenschlüsse des Berichtszeitraums bereits zum 1. Januar
2015 erfolgt, würde das Ergebnis des Konzerns 2.358 Mio. € und der Konzernumsatz 34.204
Mio. € betragen. VeräußerungenOffshore-Installationsschiff "Victoria Mathias"Anfang Januar 2015 hat RWE Innogy das Spezialschiff "Victoria Mathias" für die Installation
von Offshore-Windkraftanlagen an das niederländische Unternehmen MPI Offshore veräußert.
Das Installationsschiff war dem Segment Erneuerbare Energien zugeordnet und wurde
zum 31. Dezember 2014 mit einem Buchwert von 69 Mio. € als zur Veräußerung bestimmter
Vermögenswert in der Bilanz ausgewiesen. Netzanbindung Offshore-Windpark Gwynt y MôrAus regulatorischen Gründen hat der dem Bereich Erneuerbare Energien zugeordnete Offshore-Windpark
Gwynt y Môr im Februar 2015 seine selbst errichtete Netzanbindung nebst Trafostation
an die Finanzinvestoren Balfour Beatty Investments Ltd. und Equitix Ltd. veräußert.
Zum 31. Dezember 2014 wurde der Buchwert der Netzanbindung einschließlich Trafostation
in Höhe von 241 Mio. € als zur Veräußerung bestimmter Vermögenswert in der Bilanz
ausgewiesen. RWE Grid HoldingIm März 2015 hat eine Gruppe von Fonds, die von Macquarie verwaltet werden, ihren
Anteil an der tschechischen Gesellschaft RWE Grid Holding um 15% aufgestockt. RWE
bleibt an der dem Segment Zentralost-/Südosteuropa zugeordneten Gesellschaft, die
die tschechischen Gasverteilnetzaktivitäten von RWE bündelt, mit 50,04% beteiligt.
Durch den Verkauf erhöhten sich die Anteile der Aktionäre der RWE AG am Eigenkapital
um 97 Mio. € und die Anteile anderer Gesellschafter um 73 Mio. €. RWE DeaIm März 2015 wurde die RWE Dea AG (Segment Upstream Gas & Öl), in der die konzernweiten
Aktivitäten der Gas- und Erdölgewinnung gebündelt waren, an die in Luxemburg ansässige
Investmentgesellschaft LetterOne veräußert. RWE Dea wurde bis zum 28. Februar 2015 als nicht fortgeführte Aktivität bilanziert
und anschließend entkonsolidiert. Der Entkonsolidierungsgewinn betrug 1.453 Mio. €
und wird in der Gewinn- und Verlustrechnung unter dem Posten "Ergebnis nicht fortgeführter
Aktivitäten" ausgewiesen. Nachfolgend sind wichtige Eckdaten der nicht fortgeführten Aktivitäten dargestellt: scroll
Die kumulativ im Eigenkapital direkt erfassten Erträge und Aufwendungen (Accumulated
Other Comprehensive Income) nicht fortgeführter Aktivitäten betragen 0 Mio. € (31.12.2014:
-40 Mio. €). Vom Anteil der Aktionäre der RWE AG an der Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen
(Total Comprehensive Income) entfallen 795 Mio. € (Vorjahreszeitraum: -412 Mio. €)
auf fortgeführte Aktivitäten und 1.563 Mio. € (Vorjahreszeitraum: 245 Mio. €) auf
nicht fortgeführte Aktivitäten. Zum 31. Dezember 2014 entfielen auf RWE Dea langfristige Vermögenswerte von 4.418
Mio. €, kurzfristige Vermögenswerte von 812 Mio. €, langfristige Schulden von 1.490
Mio. € und kurzfristige Schulden von 1.145 Mio. €. Zur Veräußerung bestimmte Vermögenswerte und VeräußerungsgruppenRWE Innogy GyM 1 Ltd.Im Juni 2015 konnte mit der Green Investmentbank eine abschließende Einigung hinsichtlich
des Verkaufs der dem Segment Erneuerbare Energien zugeordneten Gesellschaft RWE Innogy
GyM 1 Ltd. erzielt werden, die ein Bruchteilseigentum von 10% am Offshore-Windpark
Gwynt y Môr hält. Der Verkauf wurde im Oktober 2015 abgeschlossen. Zum 30. September 2015 wurden folgende Vermögenswerte und Schulden der RWE Innogy
GyM 1 Ltd. als zur Veräußerung bestimmt in der Bilanz ausgewiesen: scroll
Zum Zeitpunkt der Klassifizierung als zur Veräußerung bestimmt wurden außerplanmäßige
Abschreibungen der Veräußerungsgruppe in Höhe von 22 Mio. € in den sonstigen betrieblichen
Aufwendungen erfasst. UmsatzerlöseErlöse aus Energiehandelsaktivitäten werden netto, d. h. mit der realisierten Rohmarge
als Umsatz ausgewiesen. Aktienkursbasierte VergütungenIm Konzernabschluss zum 31. Dezember 2014 wurde über aktienkursbasierte Vergütungssysteme
für Führungskräfte der RWE AG und nachgeordneter verbundener Unternehmen berichtet. Im Rahmen des Long-Term Incentive Plan für Führungskräfte ("Beat 2010") wurde im ersten
Quartal 2015 eine weitere Tranche begeben. GewinnausschüttungDie Hauptversammlung der RWE AG hat am 23. April 2015 beschlossen, eine Dividende
für das Geschäftsjahr 2014 in Höhe von 1,00 € (Geschäftsjahr 2013: 1,00 €) je dividendenberechtigter
Stückaktie auszuschütten. Die Ausschüttung betrug insgesamt 615 Mio. €. EigenkapitalIm September 2015 wurde eine als Eigenkapital klassifizierte Hybridanleihe mit einem
Buchwert von 1.750 Mio. € und einem Kupon von 4,625% p. a. zurückgezahlt. FinanzverbindlichkeitenIm Februar 2015 wurde eine sechsjährige Anleihe mit einem Buchwert von 1.801 Mio.
€ und einem Kupon von 5% p. a. fällig. Im April 2015 begab die RWE AG zwei Hybridanleihen über insgesamt 1.250 Mio. € mit
einer Laufzeit bis 2075. Die erste Hybridanleihe über 700 Mio. € kann erstmals im
Jahr 2020 durch die RWE AG gekündigt werden; die zweite Hybridanleihe über 550 Mio.
€ erstmals im Jahr 2025. Die Kupons betragen 2,75% p. a. bzw. 3,5% p. a. Im Juli 2015 begab die RWE AG eine Hybridanleihe über 500 Mio. US-$ mit einem Kupon
über 6,625% p. a. und einer Laufzeit von 60 Jahren, die erstmals im Jahr 2026 gekündigt
werden kann. Ergebnis je Aktiescroll
Beziehungen zu nahestehenden Unternehmen und PersonenAssoziierte Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen gelten im RWE-Konzern als nahestehende
Unternehmen. Die mit wesentlichen nahestehenden Unternehmen getätigten Geschäfte führten
in den ersten drei Quartalen 2015 zu Erträgen in Höhe von 2.975 Mio. € (Vorjahreszeitraum:
3.180 Mio. €) und Aufwendungen in Höhe von 2.042 Mio. € (Vorjahreszeitraum: 2.238
Mio. €). Zum 30. September 2015 betrugen die Forderungen 705 Mio. € (31.12.2014: 600
Mio. €) und die Verbindlichkeiten 230 Mio. € (31.12.2014: 292 Mio. €). Alle Geschäfte
sind zu marktüblichen Konditionen abgeschlossen worden und unterscheiden sich grundsätzlich
nicht von den Liefer- und Leistungsbeziehungen mit anderen Unternehmen. Die sonstigen
Verpflichtungen aus schwebenden Geschäften betrugen 1.130 Mio. € (31.12.2014: 1.212
Mio. €). Berichterstattung zu FinanzinstrumentenFinanzinstrumente lassen sich danach unterscheiden, ob sie originär oder derivativ
sind. Die originären Finanzinstrumente umfassen auf der Aktivseite im Wesentlichen
die übrigen Finanzanlagen, die Forderungen, die kurzfristigen Wertpapiere und die
flüssigen Mittel. Die Finanzinstrumente der Kategorie "Zur Veräußerung verfügbar"
sind mit dem beizulegenden Zeitwert angesetzt, die übrigen originären finanziellen
Vermögenswerte mit den fortgeführten Anschaffungskosten. Auf der Passivseite bestehen
die originären Finanzinstrumente im Wesentlichen aus mit den fortgeführten Anschaffungskosten
bewerteten Verbindlichkeiten. Der beizulegende Zeitwert von zur Veräußerung verfügbaren Finanzinstrumenten, die
in den übrigen Finanzanlagen und Wertpapieren erfasst sind, entspricht dem veröffentlichten
Börsenkurs, sofern die Finanzinstrumente an einem aktiven Markt gehandelt werden.
Der beizulegende Zeitwert nicht notierter Schuld- und Eigenkapitaltitel wird grundsätzlich
auf Basis diskontierter erwarteter Zahlungsströme ermittelt. Zur Diskontierung werden
aktuelle rest- bzw. laufzeitkongruente Marktzinssätze herangezogen. Derivative Finanzinstrumente werden - sofern sie in den Anwendungsbereich von IAS
39 fallen - grundsätzlich mit ihren beizulegenden Zeitwerten am Bilanzstichtag bilanziert.
Börsengehandelte Produkte werden mit den veröffentlichten Schlusskursen der jeweiligen
Börsen bewertet. Nicht börsengehandelte Produkte werden anhand öffentlich zugänglicher
Broker-Quotierungen bewertet oder - falls nicht vorhanden - anhand allgemein anerkannter
Bewertungsmodelle. Dabei orientieren wir uns - soweit möglich - an Notierungen auf
aktiven Märkten. Sollten auch diese nicht vorliegen, fließen unternehmensspezifische
Planannahmen in die Bewertung ein. Diese umfassen sämtliche Marktfaktoren, die auch
andere Marktteilnehmer für die Preisfestsetzung berücksichtigen würden. Die Ermittlung
energiewirtschaftlicher und volkswirtschaftlicher Annahmen erfolgt in einem umfangreichen
Prozess und unter Einbeziehung interner und externer Experten durch ein unabhängiges
Team, das durch den Bereich Konzernstrategie der RWE AG überwacht wird. Die Annahmen
werden innerhalb des Konzerns in einem gemeinsamen Lenkungsausschuss mit den operativen
Tochterunternehmen abgestimmt und vom Vorstand als verbindliche Planungsdaten beschlossen. Die Bemessung des beizulegenden Zeitwertes einer Gruppe finanzieller Vermögenswerte
und finanzieller Verbindlichkeiten wird auf Basis der Nettorisikoposition pro Geschäftspartner
in Übereinstimmung mit IFRS 13.48 vorgenommen. Die Buchwerte der finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich
von IFRS 7 stimmen grundsätzlich mit ihren beizulegenden Zeitwerten überein. Abweichungen
gibt es lediglich bei Anleihen, Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten und sonstigen
Finanzverbindlichkeiten. Ihr Buchwert belief sich auf 19.291 Mio. € (31.12.2014: 18.566
Mio. €), der beizulegende Zeitwert auf 20.733 Mio. € (31.12.2014: 21.183 Mio. €). Die folgende Übersicht stellt die Einordnung aller zum beizulegenden Zeitwert bewerteten
Finanzinstrumente in die durch IFRS 13 vorgegebene Fair-Value-Hierarchie dar. Die
einzelnen Stufen der Fair-Value-Hierarchie sind gemäß IFRS 13 wie folgt definiert:
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Die folgende Darstellung zeigt die Entwicklung der nach Stufe 3 zum beizulegenden
Zeitwert bilanzierten Finanzinstrumente: scroll
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Die erfolgswirksam erfassten Gewinne und Verluste von Finanzinstrumenten der Stufe
3 entfallen auf folgende Posten der Gewinn- und Verlustrechnung: scroll
Derivative Finanzinstrumente der Stufe 3 umfassen im Wesentlichen Energiebezugsverträge,
die Handelsperioden betreffen, für die es noch keine aktiven Märkte gibt. Ihre Bewertung
ist insbesondere von der Entwicklung der Gaspreise abhängig. Bei steigenden Gaspreisen
erhöht sich bei sonst gleichen Bedingungen der beizulegende Zeitwert und umgekehrt.
Eine Veränderung der Preisverhältnisse um +/-10% würde zu einem Anstieg des Marktwertes
um 5 Mio. € bzw. zu einem Rückgang um 5 Mio. € führen. Die folgende Übersicht zeigt diejenigen finanziellen Vermögenswerte und finanziellen
Verbindlichkeiten, die gemäß IAS 32 saldiert werden oder einklagbaren Globalverrechnungsverträgen
oder ähnlichen Vereinbarungen unterliegen: scroll
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Die zugehörigen nicht saldierten Beträge umfassen für außerbörsliche Transaktionen
erhaltene und geleistete Barsicherheiten sowie im Rahmen von Börsengeschäften im Voraus
zu erbringende Sicherheitsleistungen, die auch in Form sicherheitsübereigneter Wertpapiere
erbracht werden. Ereignisse nach dem BilanzstichtagAusführungen zu Ereignissen nach dem Bilanzstichtag enthält der Lagebericht. FINANZKALENDER 2016scroll
Der vorliegende Bericht ist am 12. November 2015 veröffentlicht worden. Die Hauptversammlung und alle Veranstaltungen zur Veröffentlichung von Finanzberichten
werden live im Internet übertragen. Aufzeichnungen der Internetübertragungen sind
mindestens zwölf Monate lang abrufbar. RWE AktiengesellschaftOpernplatz 1 45128 Essen T +49 201 12-00 F +49 201 12-15199 I www.rwe.com Investor Relations T +49 201 12-15025 F +49 201 12-15033 I www.rwe.com/ir E invest@rwe.com |
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